Форум » ЛИТОТИПЫ и СТЕРЕОЛОГИЯ - LITHOLOGY & STEREOLOGY » Классификации карбонатных пород - Carbonate classification » Ответить
Классификации карбонатных пород - Carbonate classification
БорисЕ: Для карбонатных пород-коллекторов обычно крайне существенна их вторичная пористость. В классификации Lycia идея двойной-пористости доведена в известной мере до логического конца Кроме того и смотрится это весьма наглядно: А вообще-то негоже мне тут забыть про Теодоровича, хоть и продвижение его текстов не самое лучшее
Ответов - 72
bne: Applied Geophysics Volume 6, Number 3, 287-298, DOI: 10.1007/s11770-009-0030-1 Technical Papers Matrix porosity calculation in volcanic and dolomite reservoirs and its application Ning Li, Hongliang Wu, Qingfu Feng, Kewen Wang, Yujiang Shi, Qingfeng Li and Xinping Luo Abstract Matrix porosity calculations of fractured and vuggy reservoirs, such as volcanics and weathered dolomite, are one of the problems urgently needed to solve in well-log evaluation. In this paper, we first compare the an empirical formula for porosity calculation from full diameter rhyolite core experiments with the matrix porosity formulas commonly used. We discuss the applicability of the empirical formula in fractured and vuggy reservoirs, such as intermediate-basic volcanics and weathered dolomite. Based on core analysis data, the error distribution of the calculated porosity of our empirical formula and the other porosity formulas in these reservoirs are given. The statistical error analysis indicates that the our empirical formula provides a higher precision than the other porosity formulas. When the porosity is between 1.5% and 15%, the acoustic experiment formula can be used not only for acidic volcanics but also in other fractured and vuggy reservoirs, such as intermediate-basic volcanics and weathered dolomite. Moreover, the formula can reduce the effects of borehole enlargement and rock alteration on porosity computation. Keywords porosity - acoustic slowness - volcanics - carbonates This research was sponsored by the Science Research and Technology Development Project of Petrochina Company Limited “Well Logging Interpretation and Integrative Evaluation of the Complex Lithology”(Grant No.2008A-2705). Li Ning, see biography and photo in APPLIED GEOPHYSICS December 2004 issue, p, 129. Поди теперь расшифруй такой "реферат" На самом деле же деле там сомнительные эмпирические формулы для связи интервального времени с пористостью
bne: двойной пористостью должны были бы давать особый тип кривых капиллярометрии (с двумя скачками) По жизни это намечается крайне редко (в частности не видно в большинстве кривых по Тенгизу приводимых в Petrophysics 2006 N1)
BorisE: (это не вошло в отчет) начал (как я это после чтения Тьюки полюбил) с разведочного анализа данных (стащили у меня эту его книгу!) Проранжировал качественные признаки (работа та еще по сложности), потом стал искать взаимосвязи Самое смешное что любимый мной (за то что им часто незаслуженно пренебрегают) пирит оказался признаком неплохо коррелируемым с логарифмом проницаемости Но пирит там был IMHO гидротермальный Сейчас придется работать c Талаканом (это осталось от покойного ММ, который любил в карбонатных отложениях везде находить глинистость, как я не пытался его разубедить и писать про микропоры) Подобрал интересную литературу, тут IMHO есть с чем повозиться
BorisE: Когда-то он преподавал нашей группе литологию Сейчас работает в РГУНГ, автор нескольких книг по рифам (которые я смотрел по диагонали), причем с приличной англоязычной библиографией. Судя по его книгам и библиографии в них и по общению с ним он хорошо отслеживает литературу, причем вполне критично (это я в связи с его оценкой классификации Данема) IMHO как минимум в первой десятке российских специалистов по рифам. В ходе общения меня поразил сам факт того, что если для одних рифов стилолиты это экран, то в мелоподобных известняках (даже не доломитизированных) они наоборот дают проницаемость Причем (что печально для меня!) в его книге про сие было написано! В голову бы не пришло как механизм стилолитоообразования может инвертироваться по своим последствиям!
bne: договоренности относительно четкого определения понятия ТРЕЩИН у авторитетов А OilField Glossary (Schlumberger) вообще эту тему обходит
BorisE: Некоторые мои впечатления о WORKSHOP КАРБОНАТЫ-EAGE 2006 по ссылке http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000038-005.003
BorisE: ее понимания отличия трещин от каверн Стойко (как партизан!) отстаивала различие по принципу преимущественного воздействия капиллярных и гравитационных сил Говорит, что когда была в 2005 году в Total то у нее долго пытались выяснить что же в России понимают под кавернами Был и более полезный для меня момент В ответе позвучало про различие результата кавернообразования по порам и по трещинам Я же все время думал о кавернах образующихся только по второй схеме (в стиле карстообразования) с последующей их изоляцией Это существенно И тем не менее, никуда не деться Морфологическое описание требует более серьезной формализации чем деление на трещины и каверны Вот бы куда Воронина 30-лет ранее И уж точно, что морфологическое описание не должно зависить от флюидальных свойств насыщающей жидкости (в том числе и поверхностного натяжения и вязкости)
BorisE: В OilFieldReview Spring 2005 (Schlumberger) публика из Техаса и Саудовской Аравии развлекается Wayne M. Ahr (Техас) David Allen (Ridgefield, Connecticut) Austin Boyd (Ridgefield, Connecticut) вводят три размера пор (треугольником) и говорят как это связывать с NMR и FMI http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/ors05/spr05/02_confronting_the_carbonate.pdf Как-то правда с топологией IMHO хиловато получается Все же для книжки с ММ я это разрисовывал заметно аккуратнее, а ведь еще в 1990
BorisE: М.С.Булгакова, К.Соловьева и др. У них неколько интересных мне моментов выплыли 1) Корреляция общей межзерновой пористости и каверновой 2) Попытка учесть то, что с ростом размера образца пористость в случае пород с двойной пористостью может возрастать (правда про автокорреляцию или вариограмму они не догадались) 3) Конкретные аппроксимации связей Квc с Кп и Кпмз и Кпр Папа Маши (С.Булгаков) рассказал, что прослеживаемая в докладе классификация (смахивающая на Lycia) заимствована им у Denhaim(забыл как пишется), что в общем то естественно
BorisE: Он разделил доломиты по тому, что назвал типами планарности В частности кривые ртутной порометрии серьезно отличаются и теснота связи проницаемости с пористостью
BorisE: Довольно остро стоит вопрос о связи открытой и вторичной пористости Безусловно, что общего решения нет (все зависит от генезиса) Тем не менее, для того же Тенгиза соответствующие петротипы с тесной связью были выявлены Судя по ряду геофизических данных нечто подобное справедливо для большинства Тимано-Печорских карбонатов (уже по нескольким месторождениям с этим столкнулся и сейчас ровно в этом ковыряюсь) Но в России народ как-то больно лихо пытается увильнуть и, боюсь, институт ГКЗ играет тут свою негативную роль... И похоже, что таки никуда не деться от необходимости учета геометрии вторичных пор В этом плане коллеги из Мексики (в частности, Михаил Марков) сейчас смотрятся для меня "впереди планеты всей" по данной теме
bne: Объект похож на наш Восточно Рогозинский Явно есть трещинная пористость Но ребята (во ввообщем то пристойном отчете) ее отбрасывают (заявляли, что по FMI она мала) В итоге взяли осредненную критическую пористость в 5% Думаю, на самом то деле там два разных объекта с 2% и 6% Хотя правомерность применения в таких случаях такого понятия как критическая пористость лично у меня вызывает вопросы Но FMI дает ОТНЮДЬ не абсолютные измерения (скажем Свихнушин на Дахновских чтениях рвассказывал, как настраивал FMI нейронными сетями по данным керна) http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000016-000 Да и по регрессии Кп на Кпдин у них я бы выделил два класса
BorisE: Связь вертикальной проницаемости с индексом стилолитизации Заметили американцы (что и не удивительно) Чем больше стилолитов тем резче падение Может и со слоистой глинистостью?
bne: В связи с работой по месторождениям для РуссНефти попробовал разобраться методов сравнительного анализа Построил объединенный массив по нескольким месторождениям плюс данные из Канзаса (пришлось повозиться) Соотнес все это с Lucia и данными описания пород по объектам Капиллярки пока отдельно В РуссНефти Кацу понравилось даже изложение полученного мимикой и жестами (в спешке данные у себя вместо флешки загнал на жесткий диск - после ремонта номера сменились) Надеюсь, отосланная вечером презентация им также понравится В принципе теперь начат обобщенный массив по карбонатам (как ранее по терригенным) Если бы не секретность данных или необходимость формальных запросов можно было бы печатать (полезно и осмысленно)
bne: В связи с работой (опять карбонаты Тимано-Печоры) для компании WSR встречались с заказчиками До этого с ними работали PARADIGM и ПЕТРОАЛЬЯНС Опыт по РУССНЕФТИ помог Быстро сваял презентацию (расчеты были ранее, но пришлось доделать) и даже немного с трасерами поработал Заказчики были удивлены, что у нас получились результаты мимо которых прошли обе фирмы Одной проблемой меньше< но сколько их впереди ;-(
bne: Иногда это буквально переводят как "червоточины" На самом же деле смысл заметно иной - "кротовые норы" Термин этот широко употребляется, как минимум после Алисы (Льюиса Кэррола) Одна из книг Фаулза именно так и называется - wormholes В связи с этим подмывает вспомнить тут Брюсова "Есть тайные неведомые связи Меж формою и запахом цветка" Причем не только в космологии и прочих ситуациях с двойными траекториями и параллельными процессами с разной скоростью, но и в связи со средами с двойной проницаемостью и с соляно-кислотной обработкой Крайне интересно выглядят и фото с примерами сред в которых проводили соляно-кислотную обработку
bne: Уважаемые сотрудники СПРАВКИ! У меня возник вопрос имеющий выход в область нормативов предметной работы. Хотя вопрос всегда казался мне очевидным, оказывается, есть и иные позиции, причем поддерживаемые и авторитетными в отрасли людьми. Суть вопроса. Пусть на предмет влияет два свойства или процесса. В каком порядке записи слов надо отражать значимость такого влияния?! Мне представлялось (хотя бы с учетом того, что число членов в ряду уточнений классификаций может быть большим, а читаем на русском слева-направо, то начинать надо с наиболее значимого фактора) Пример из нашей отраслевой специфики Порово-трещинная порода, на мой взгляд, отражает ситуацию, когда поры влияют больше чем трещины. Аналогично, трещинно-поровая порода - когда трещины влияют на свойства породы значимее, чем ее поры. Однако, существует (как я и писал) и противоположный взгляд. Я понимаю, что язык может противоречить логике и опираться на архаичные формы и смыслы, но хотелось бы узнать мнение экспертов и отринуть остатки сомнений. Вопрос мой действительно не праздный, поскольку пока он не разрешен, возможны противоречивые понимания и заблуждения.
bne: Отправил вопрос повторно Номер не ранее чем 232294 http://spravka.gramota.ru/
bne: Есть трехкорневое слово означающее смесь (типа песчано-глинисто-карбонатный или поро-трещино-кавернозный или аналогично для жидкостей). В каком порядке по их объемной доле надо перечислять корни слова? Причем если для двух слагаемых понять можно. Например, смесь "песок-глина" как опесчаненная глина или "глина-песок" как заглинизированный песок. И вообще аномалmyj дифференцирующий корень перед основным. Но для трех и более компонент такое употребление уже кажется странным А если компонент более семи можно и вовсе забыть про первый или последние Хотелось бы понять про нормы которые рекомендуют тут профессионалы в области русского языка. Дважды Вам тут писал, но ответа почему-то не получал ;-( ==== Ответ не ранее чем 240959, 241020 (27-05-08) Вопрос № 241179 (28-05-08) Вопрос № 241279 (29-05-08) Вопрос № 241371 (02-06-08)
bne: Классификация осадочных (в том числе и карбонатных) пород Неплохие рисунки и пояснения http://csmres.jmu.edu/geollab/fichter/SedRx/sedclass.html Но таки похоже, что укоренилось традиция впереди ставить дифференцирующий, а не определяющий признак А вот про случай если их два видимо не задумывались На грустные мысли это наводит, однако
bne: "Если содержание второстепенной породы высокое, то карбонатиты называют по имени такой породы: пироксеновый карбонатит, магнетитовый карбонатит и тому подобное." https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%B0%D1%80%D0%B1%D0%BE%D0%BD%D0%B0%D1%82%D0%B8%D1%82
bne: Звонил мне на эту тему коллега Афанасьев По Кавказу они предполагали, что она в районе 80% У меня ощущение, что все это сильно зависит от типа отложений Если у нас Mudstone то доля может быть иной чем в Grainstone (просто разный уровень изначально мелкодисперсной составляющей!) А уж то, что сами глины могут быть разные и разговоров - само собой
bne: Dunham, R. J., 1962, Classification of carbonate rocks according to depositional texture. In: Ham, W. E. (ed.), Classification of carbonate rocks: American Association of Petroleum Geologists Memoir, p. 108-121. Folk, R.L., 1959, Practical petrographic classification of limestones: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 43, p. 1-38. Folk, R.L., 1962, Spectral subdivision of limestone types, in Ham, W.E., ed., Classification of Carbonate Rocks-A Symposium: American Association of Petroleum Geologists Memoir 1, p. 62-84. Lucia, F. J., 1995, Rock fabric/petrophysical classification of carbonate pore space for reservoir characterization: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 79, no. 9, p. 1275–1300. Lucia, F. J., 1995, Chapter 14, Lower Paleozoic cavern development, collapse, and dolomitization, Franklin Mountains, El Paso, Texas, in Budd, D. A., Saller, A. H., and Harris, P. M., eds., Unconformities and porosity in carbonate strata: American Association of Petroleum Geologists, AAPG Memoir 63, p. 279–300. Lucia, F. J., 1999, Carbonate reservoir characterization: New York, Springer Verlag, 226 p. Lucia, F. J., and Major, R. P., 1994, Porosity evolution through hypersaline reflux dolomitization, in Purser, B. H., Tucker, M. E., and Zenger, D. H., eds., Dolomites, a volume in honour of Dolomieu: International Association of Sedimentologists, Special Publication No. 21, p. 325–341. Lucia, F. J., and Conti, R. D., 1987, Rock fabric, permeability, and log relationships in an upward shoaling, vuggy carbonate sequence: The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology Geological Circular 87 5, 22 p. Lucia, F. J., Jennings, J. W., Jr., Rahnis, M. A., and Meyer, F. O., 2001, Permeability and rock fabric from wireline logs, Arab D reservoir, Ghawar field, Saudi Arabia: GeoArabia, v. 6, no. 4, p. 619–646.
bne: Вчера защищали работу West Siberian О ней - по ссылке http://petrophysics.fastbb.ru/?1-4-0-00000089-002 Объект - месторождение Тимано-Печоры сложные карботнаты Ранее по нему работали ПАРАДИГМ и ПЕРТРОАЛЬЯНС Была целая конференция, с приглашением Repsol Но если ближе к теме - был приятно удивлен Все чаще попадаю в аудиторию с умными заказчиками (до этого в РуссНефть с Кацем) Был и какой-то заппадник, неплохо говорящий по русски Идеи применить классификацию Lucia прошли хорошо (но и сакм материал IMHO был убедительным) Из отечественной публики произвел впечатление Игорь Николаевич Индычко (руководитель управления геологии и разработки месторождений) Умный, откровенный и в меру необходимости тонкий человек и с чувством юмора (такое впечатление осталось)
bne: Забавно, но по керну одного из месторождений Тимано-Печоры просматривается связь Забавно, но по керну просматривается связь анизотропии проницаемости и расположения в поле пористость-проницаемость При этом анизотропия может быть очень высокой Анизотропия заметна и в поле для логарифмов вертикальной и горизонтальной проницаемостей При этом поле сужается по мере роста проницаемости
bne: Там же интересна и тема смачиваемости Создается впечатиление частичногидрофильной матрицы и гидрофобных трещин Интересно, насколько это распространено
bne: Получил консультацию от В.В.Семенова по двум темам 1) Может ли при низких пористостях в карбонатах влиять на сопротивление пленка воды на поверхности? Ответ: "даже если натирать до мактового блеска - не исключено!" 2) Может ли фобизированность трещин заметно превышать фобизированность матрицы? Ответ: "проводили специальный эксперимент по соскабливанию с поверхности трещин. Вполне вероятно что по большей части случаев именно так все и обстоит" Ковычки фиксируют мысль, а текстуально могут и не совпадать
bne: Возникает интересный вопрос о том можно ли приближенно оценить пористость трещин (их раскрытие) по анизотропии При простой модели вроде как складывается нечто подобное
Василий: Ваобще интересно.... наверно с помощью акустики, как-то можно. Тока непонятно, как это раскрытие по анизотропии, она же везде разная Тоже было бы интересно узнать.
bne: А коэффициент анизотропии у меня по керну (проницаемость и сопротивление)
bne: У нее есть интересные таблицы (включающие проницаемости по направлениям, раскрытости трещин, пористости и трещинные пористости) Правда немного и по разным месторождениям, но для оппонирования сегодня в ГКЗ должно хватить Сейчас отсканирую и начну сопоставлять Судя по диапазонам все неплохо соотноситчя с ее данными
APN: Нельзя ли подробнее об анизотропии проницаемости?
bne: Результаты по данным Топоркова Соответствующие картинки есть в тезисах доклада на ГЕОМОДЕЛИ-2009 А как еще уточнить не знаю
APN: Уважаемый Борис, Хотелось бы обсудить следующие вопросы, связанные с методологией установления петрофизических связей. 1. Для того чтобы использовать вероятностно-статистические методы, необходимо, чтобы величины (геолого-геофизические параметры горной породы) принадлежали пространству случайных событий. Обычно это постулируется. Однако, поскольку образцы горной породы взяты из геологической среды, т.е. имеют координату точки отбора, то геолого-геофизические параметры являются функциями пространственных координат. Иначе говоря, для того чтобы использовать вероятностно-статистические методы, необходимо постулировать, что геолого-геофизические параметры являются случайными функциями пространственных координат, что очевидно приводит к противоречию между объектом исследования и методом исследования, поскольку распределение геолого-геофизических параметров в геологической среде детерминировано (закономерно). 2. Второй вопрос связан с физическим смыслом используемых математических выражений. Известно, что яблоки и груши складывать нельзя в виду их разной размерности. Можно использовать коэффициент соответствующей размерности, чтобы привести все к одной размерности (яблок или груш). В этом случае возникает вопрос каков физический (в нашем случае геолого-геофизический смысл) коэффициента. Он должен иметь размерность яблоки на груши или наоборот. Это означает - сколько яблок находится в одной груше, или наоборот. Очевидно, что не всякий коэффициент, используемый в установлении петрофизических связей имеет геолог0-геофизический смысл. Это приводит к ограничениями в использовании математических методов в описании таких взаимосвязей. Каковы Ваши соображения по этим вопросам? С наилучшими пожеланиями, Александров Павел Николаевич.
bne: Ваши вопросы перенесены в самостоятельный топик по ссылке http://petrophysics.borda.ru/?1-2-0-00000043-000 С уважением, Еникеев Борис Николаевич
bne: A New Genetic Classification of Carbonate Porosity and Its Application to Reservoir Characterization* By Wayne M. Ahr Search and Discovery Article #40357 (2008) Posted October 24, 2008 *Adapted from oral presentation at AAPG Annual Convention, San Antonio, TX, April 20-23, 2008. 1 Department of Geology, Texas A&M University, College Station, TX. (ahr@tamu.edu) Abstract Carbonate pore types are formed by depositional, diagenetic, or fracture processes such that the spatial distribution of porosity may or may not conform to depositional facies boundaries. Pores may be formed or altered by diagenesis and brittle fracture. Understanding carbonate porosity requires identifying pore characteristics that reflect the processes that created them. It requires determining how genetic pore types are related to petrophysical characteristics and how pore-forming processes have influenced bulk-rock properties. Genetic pore types are part of a larger collection of rock properties formed by the three end-member processes; consequently, genetic pore types must have characteristics that correspond to petrological or stratigraphic attributes that serve as "tags" for the genetic pore types. Examples of "tags" may include unconformities, paleosols, evaporite horizons, predictable occurrences in stratigraphic cycles, or distinctive geochemical, fluid inclusion, and cathode luminescence signatures. Such tags may be recognizable in cores and thin sections, on outcrops, in sequence stratigraphic "stacking patterns", on wireline logs, and in seismic signatures. If the mode and time of origin of the "tags" can be identified, it is then possible to predict the spatial distribution of the corresponding genetic pore types. Rock properties that correspond to genetic pore types can be put in larger stratigraphic context for use in reservoir characterization, flow unit mapping, and reservoir modeling. http://www.searchanddiscovery.com/documents/2008/08177ahr/ahr-40308.pdf
bne: Защитили в ГКЗ сложнейшую работу по сложным карбонатам (включающим и вторичную пористость), причем на довольно бедном комплексе каротажа Выделяли два типа коллекторов Рецензировал О.П.Иоффе с котороым пришлось немного и поспорить С утра настроил графиков еще и по Багринцевой и крыть Яценко и Иоффе в этом пункте ссылками на Грозный было сложно
Василий: Поздравляю :)
bne: Объект сложный и комплекс бедный Чего только привлекать и как вертеть не пришлось Реально все сложнее Верхнего-Возея оказалось
Василий: У меня сейчас тоже месторождение очень сложное, и сильно ограничен. К тому же и времени нет. Пришел в эту компанию недавно, ничего как следует изучить не успел, а уже результат требуют :-(
bne: А у Вас впереди внешний аудит или ГКЗ? Требования все же отличаются На ГКЗ народ дотошнее, но с большими знаниями и фантазией На аудите скорее всего и слушать бы не захотели про трещинно-кавернозные коллектора
bne: Понятно, что с чисто трещинной частью были вопросы (комплекс хиленький) Рецензировал Котов, который аккуратно это отметил Но чисто трещинная часть дает менее 5% запасов и подтверждается испытаниями В итоге неожиданно быстро все прошло, хотя объект IMHO сложнейший
bne: Новый зарубежный объект - теперь в Индии Состав отложений смешанный Преобладают известняки, подчиненная роль у доломитов (обычно 10-30%), гипс (до 15%) Встречаются пирит (до 5%), кварц, битум Из глин преобладают каолинит и монтмориллонит По первичному составу породы меняются от Mudstone до Packstone По структуре вторичной пористости преобладают каверны и микрокаверны Введение единой критическая пористость тут будет некорректно Она должна зависеть от фациального типа породы Определять этот фациальный тип без геологической модели неверно В геологических и седиментологических отчетах есть попытки отследить развитие фаций и геологические профили =============== Schlumberger провело массовую обработку по ELAN При этом применили модель в которую заложен компонентный состав ИЗВЕСТНЯК-ГЛИНА-ИЛЛИТ Понятно, что это может приводить к ошибкам пористости не выше 5% Модель проницаемости примитивненькая ;-) Ошибки в оценки проницаемости существенно больше (запросто на порядок) На самом то деле есть интересные материалы - работали люди - пытались!!! Не полные идиоты там работали что-то делали (это видно) А потом приходит Schlumberger и начинает интерпретацию по абсолютно идиотской минеральной модели Или у них мозги там плавились или пили слишком много (чтобы холеру и малярию не подхватить) ;-)
Василий: :-D. Интересно, описание в начале, это описсание из прежних источников или непосредственно по исследованиям самих Шлюмов? Мне очень часто, попадаются материалы, когда предыдущие исследования и исследования проведенные шлюмами (на их супероборудовании), расходятся принципиально. ?
bne: Большой объект - изучался более 30 лет А Шлюм вел себя незатейливо У них и каверны в глиных по FMI нарисовались ;-))
AL_EK_SEI: Сейчас анализируем материалы Schlum, в части скважин Пермского региона (пересекаемся с ними нашим каротажём очень редко, будь то избегает этого кто то), и тут в их отчёте та же картина, правда надтурнейские визейские глины наши обычно непростые чаще больше похожи на карбонатно-сульфатные глинистые отложения густо замешанные на органике. Артефакты на развёртке FMI действительно можно принять за каверны, но одназначно тут сказать трудно то ли это действительно слабая кавернозность в карбонатно-глинистых породах (такое нам уже встречалось ранее в Тимано-Печёрском девоне), либо это просто включения пирита с электронной проводимостью (также встречалось в керне)... Может в индийских глинах нечто похожее?
bne: Довольно смешно, но в результате обработки FMI специалисты Schlumberger выделили и вторичную пористость Видно сильно не переработали - выделили ее и в глинистой части разреза ;-)
AL_EK_SEI: А это точно были просто глины?
bne: Интересно, что при всей сомнительности модели заложенной в ELAN результаты близки к полученному методом Gaymard Расхождение не так, чтобы критично (с керном расходимся при случае больше чем друг с другом) Не критично и кретинами мы авторов не считаем Правда расчет Кп средним арифметическим по Кверт и Кпгор (причем когда Кпгор не определялось - может образец рассыпался считают что Кпгор=0) - заставляет в части последнего тезиса усомниться Мерять горизонтальную и вертикальную пористости это индийская инновация Что касается Кпр тут я думаю мы заметно поправим товарисчей
bne: Приводят зависимость пресловутого "n" от Кп (полученную без учета глинистости) Потом это "n" без тени сомнений вставляют в Dual-Water А вообще применяют три вида зависимости сопротивления от користости, глинистости и насыщения
bne: Моему коллеге удалось раздобыть исходные данные для оценок "n" Как и ожидалось, ребята работали не с Квс-Pн, а c Кв-Pп и без всякого учета глинистости
bne: Забавно, но там пористость по FMI определяли В одной из скважин она достигала 67% Серьезные кадры в Schlumberger готовят, однако Правда ЗА РЕЗУЛЬТАТЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ НЕ ОТВЕЧАЮТ и это радует ;-)
Василий: Марк Твен "Как я редактировал сельскохозяйственную газету" "(настоящий редактор) - Вы не отличаете бороны от борозды; коровы у вас теряют оперение; вы рекомендуете приручать хорьков, так как эти животные отличаются веселым нравом и превосходно ловят крыс! Вы пишете, что устрицы ведут себя спокойно, пока играет музыка. Но это замечание излишне, совершенно излишне. Устрицы всегда спокойны. Их ничто не может вывести из равновесия. Устрицы ровно ничего не смыслят в музыке. О, гром и молния! Если бы вы поставили целью всей вашей жизни совершенствоваться в невежестве, вы бы не могли отличиться больше, чем сегодня. Я никогда ничего подобного не видывал. Одно ваше сообщение, что конский каштан быстро завоевывает рынок как предмет сбыта, способно навеки погубить газету. Я требую, чтобы вы немедленно ушли из редакции. Мне больше не нужен отпуск – я все равно ни под каким видом не мог бы им пользоваться, пока вы сидите на моем месте. Я все время дрожал бы от страха при мысли о том, что именно вы посоветуете читателю в следующем номере газеты. У меня темнеет в глазах, как только вспомню, что вы писали об устричных садках под заголовком «Декоративное садоводство». Я требую, чтобы вы ушли немедленно! Мой отпуск кончен. Почему вы не сказали мне сразу, что ровно ничего не смыслите в сельском хозяйстве? – Почему не сказал вам, гороховый стручок, капустная кочерыжка, тыквин сын? Первый раз слышу такую глупость. Вот что я вам скажу: я четырнадцать лет работаю редактором и первый раз слышу, что человек должен что‑то знать для того, чтобы редактировать газету."
bne: Каротажная часть проекта защищена Забавно, но удалось построить прогноз проницаемости по плотностному, боковому и ГК Сам не ожидал
B_N_E_1: Mud and Mudstones: Introduction and Overview Springer | ISBN: 3540221573 | 2005-06-08 | Mud and mudstone, the most abundant of all sediments and sedimentary rocks, are relevant to many different human activities and disciplines and thus have a widely scattered literature. Our book provides the first elementary overview of mud and mudstone written for a broad spectrum of professionals, teachers and students in geology, petroleum geology and engineering, urban planning and development, paleontology and paleoecology, and architecture and archaeology. Mud and mudstone provide the foundations to master all their aspects and prepares you to dig deeply into the many fascinating questions of their origin, relationships to earth history and practical uses. Key topics include the production of mud, its transport, the important role of bottom oxygen, sites of deposition, burial, provenance, mudstones in basins and an overview of practical uses followed by an appendix and extended glossary.
bne: Кляжников Дмитрий Викторович Дата защиты: 26.01.2010 Специальность: 25.00.10 Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых (геологические) Название диссертации: ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СЛОЖНЫХ КАРБОНАТНЫХ НИЗКОПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ГИС Автореферат http://www.gubkin.ru/upload/iblock/a36/av_Kliagnikov.zip
bne: Как мне пояснили отзывов много и без моего нетрудно обойтись Это уже репутация ;-))
bne: Теперь позвонили и потребовали отзыв А я толком и не вчитывался в автореферат А еще писать и подписывать За публичность приходится платить временем
bne: 1) Неполный обзор литературы (нет ссылок на многие работ по инстерпетации с помощью системы моделей для карбонатного разреза) 2) Нет четкого различия каверн, трещин и хорошо сообщаемых систем каверн и трещин 3) Методика Добрынина не сравнивается с альтернативами 4) Нет инверсии моделей А вообще в работе IMHO есть и интересные и полезные моменты
AL_EK_SEI: Автору поста, автору реферата (http://petrophysics.borda.ru/?1-1-0-00000004-021) и всем интересующимся! Вот посещаю этот форум уже второй раз, и в этот раз более успешно (скачал этот реферат дисс.). Ищу примеры практического применения обоснованных КОНСТАНТ для использования в моделировании при интерпретации данных ГИС. Выходит константа у каждого в подсчёте запасов своя как и правда... Так в данной работе автор приходит к выводу о том, что использование известных/существующих палеток (читай констант) "для количественных расчетов не рекомендуется", после этого автор определяет (не увидел обоснования) "свои" палетки (читай константы) чем и решает этот неоднозначный вопрос. В связи с "Моей" темой хотелось бы уточнить новые константы: 1) Интервальное время в "чистых" доломитах 136 мкс.м; 2) Поправка в 2ННКт за чистый доломит при пористости матрицы ->0 (в тексте это: "разброс фактических точек относительно линий палетки достигает недопустимо больших значений (1.8-2.0 абс.%), то есть превышает абсолютные значения Кп"). Для уяснения этих основополагающих утверждений хотелось бы увидеть кросс-плоты типа ГИС-ГИС для метрологически обеспеченых методов: АК-НК; НК-ГГК; АК-ГГК; ну и на сладкое ГГК-ЛП-НК наверно в тексте дисс. всё это есть (пояснения по метрологическому обеспечению крайне желательны). Ради предметного обсуждения могу предоставить свои данные/наработки именно по данной тематике. Интересно мнение форумчан на затронутые темы: 1) Результаты физического моделирования; 2) Метрологическое обеспечение измерительной аппаратуры (основанное на физическом моделировании) качество исполнения, проверки на достоверность, фактическая информация для конкретной аппаратуры; 3) Обоснование и распространённость петрофизических констант.
bne: Я готов только напомнить про роль поро-аспектного отношения (отшение длин осей аппроксимирующего неоднородность эллипсоида и его ориентацию) Насколько я в теме (слушал его на ГЕОМОДЕЛИ) Кляжников работал в Fugro-Jason У них довольно большая библиотека моделей и средств работы с ними В условиях Восточной Сибири (был и у нас такой объект) складывается много неприятностей (часто и переменный минеральный состав и битум и хлор и бор в жидкости и гидрофобизацию и трещины) И, конечно, интерпретировать такие данные без кросс-плотов и данных испытаний или MDT сложно По моим сведениям Кляжников вернулся в Россию, может и тут отметится ;-)
AL_EK_SEI: Как я понял он не сам выкладывал здесь свой реферат? Т.е. он есть на этом форуме?
bne: Он привозил к нам реферат (мне и Резванову) Ссылку я выложил сам Но в принципе Кляжников человек IMHO довольно коммуникабельный
Mikhail Markov: А каким прибором писали нейтронный каротаж? Шлюмберовским?
bne: Низкая пористость, неоднородность и прочие прелести, включая соленый раствор
bne: Материалы совещания по рифам в Сыктывкаре-2010 Ссылка выложена в "Каминном зале"
bne: БАБИКОВА АННА ИВАНОВНА ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОТЛОЖЕНИЯ СУЛЬФАТНЫХ СОЛЕЙ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ (на примере Ардалинской группы месторождений) Специальность 25.00.17- Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет» Научный руководитель: кандидат технических наук, профессор Мордвинов Александр Антонович Официальные оппоненты: Коноплев Юрий Петрович, доктор технических наук, филиал ООО «Лукойл-Инжиниринг» «ПечорНИПНнефть», начальник отдела проектирования и мониторинга разработки Ярегского месторождения Кейн Евгений Иосифович, кандидат технических наук, Ухтинский государственный технический университета, доцент кафедры сопротивления материалов и деталей машин Ведущая организация: ООО «Компания Полярное Сияние» Защита состоится 25 мая 2012 г. в 12-00 час. на заседании диссертационного совета Д 212.291.01 при Ухтинском государственном техническом университете по адресу: 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета по адресу: 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13. Автореферат разослан 21 апреля 2012 Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, профессор Н.М. Уляшева ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы. Современный этап добычи нефти характеризуется необходимостью извлечения на поверхность значительных объемов попутных вод, которые закачиваются обратно в пласт. В результате обводнения добываемой продукции на всех стадиях разработки происходит отложение солей. Осадки, накапливаясь в фильтрационных каналах продуктивных пластов, на поверхности скважинного оборудования, в системах внутрипромыслового сбора и подготовки, приводят к значительным потерям в добыче и к большим материальным затратам. Основными причинами отложения солей являются смешение несовместимых вод при заводнении и изменение термобарических условий при добыче нефти. Прогноз процесса солеобразования при добыче нефти является неотъемлемой частью мероприятий по его предупреждению. Аналитическое прогнозирование солеобразования, выполняемое для конкретных объектов и условий на основе физико-химических расчетов состава попутных вод, позволяет предсказать возможность выпадения солей на всем пути технологического процесса добычи нефти. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП) пластовые воды имеют высокую насыщенность ионом кальция. Близость и сходство пьезометрических поверхностей водоносных комплексов свидетельствуют о значительной взаимосвязи их друг с другом. Возможные перетоки и смешение вод этих водоносных комплексов при наличии отложений тарусско-стешевского локального флюидоупора (C1s(tr+st)), представленных ангидритами, будут фиксироваться аномальными значениями сульфат–иона. Все это создает благоприятные условия для отложения сульфатных солей. Таким образом, существует практическая потребность в решении проблемы солеотложения, имеющей важное значение для повышения эффективности разработки на завершающей стадии. Цель работы. Прогнозирование отложения сульфатных солей при добыче нефти из Ардалинской группы месторождений. Основные задачи исследований: 1. Сбор, отбраковка и систематизация гидрогеохимических данных с целью выяснения природной гидрогеохимической обстановки и анализ ее изменения при применении химических реагентов в процессе бурения скважин и интенсификации притока нефти; 2. Оценка насыщенности пластовых вод сульфатами и определение типа сульфатно-кальциевого равновесия в подземных водах северной части Тимано-Печорской провинции; 3. Анализ лабораторных исследований керна и определение параметров зародышеобразования сульфатных солей в продуктивных пластах Ардалинской группы месторождений; 4. Анализ закачки попутной воды при добыче нефти из месторождений Ардалинской группы и установление механизма солянокислотного воздействия в нагнетательных скважинах в условиях отложения сульфатных солей во вторичных поровых каналах пласта. Методы решения поставленных задач: математические методы анализа при отбраковке фактического материала, расчеты химических параметров и методы прогнозных оценок, сравнительный геолого-промысловый анализ. Объекты исследования: пластовые, попутные и закачиваемые воды северной части Тимано-Печорской провинции (более 1700 химических анализов), фильтрационно-емкостные параметры пластов, промысловые данные закачки попутной воды, физико-химические свойства нефтей. Научная новизна: 1. В результате кластерного анализа 1576 проб пластовых вод выделены пять наиболее представительных групп анализов, по которым выполнены факторный и регрессионный анализы, результатом которых являются уравнения регрессии между компонентами и ассоциации компонентов воды; 2. На основе комплексного анализа дана характеристика гидрогеохимической обстановки и ее изменение при применении химических реагентов в процессе бурения и проведения геолого-технических мероприятий в скважинах; 3. Впервые выполнена оценка степени насыщения сульфатами подземных вод северной части Тимано-Печорской провинции; 4. Впервые выполнен прогноз отложений сульфатных солей в пластовых условиях Ардалинской группы месторождений и в процессе закачки попутной воды в продуктивный пласт Ардалинского месторождения; 5. Установлен механизм воздействия на пласт при многократных повторных кислотных обработках в нагнетательных скважинах, где происходит отложение сульфатных солей во вторичных поровых каналах пласта. Механизм установлен на основании исследования нагнетательных скважин, на каждой из которых проведено порядка 30 повторных солянокислотных обработок. Защищаемые положения: 1. Пластовые воды северной части Тимано-Печорской провинции являются рассолами хлоридно-кальциевого типа, характеризующиеся спокойной гидродинамической обстановкой. Влияние химических реагентов, применяемых в процессе бурения и геолого-технических мероприятий, проводимых в скважинах, сказывается на химическом составе пластовых вод, являясь дополнительным источником многих элементов, которые существенно влияют на интенсивность солеобразования в процессе разработки месторождений нефти; 2. Пластовые воды северной части Тимано-Печорской провинции, насыщенные сульфатами кальция и стронция, являются основными источниками солеотложения. Прогнозирование солеобразования позволило определить параметры зародышеобразования и количество сульфатных солей, которые могут отлагаться в поровом пространстве продуктивного пласта в условиях Ардалинской группы месторождений; 3. Закачка попутной воды в продуктивный пласт Ардалинского месторождения приводит к ухудшению фильтрационных параметров, к отложению сульфатных солей во вторичных поровых каналах пласта. Солянокислотные обработки в нагнетательных скважинах воздействуют на новые пропластки, а каналы фильтрации постепенно заполняются отложениями сульфатных солей. Практическая ценность работы заключается в предупреждении отложения солей путем аналитического прогнозирования, позволяющего определить критические параметры, при которых происходит осадкообразование. http://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=14&cad=rja&ved=0CEMQFjADOAo&url=http%3A%2F%2Fwww.ugtu.net%2Fsites%2Fdefault%2Ffiles%2Favtoreferat-babikova.doc&ei=XWCzUJDrMcaP4gS33IHwBg&usg=AFQjCNFze0bzaYRavyTGUSfTNlAiTpwM5Q&sig2=NCEGyrC33LLH6ckSjwSHTA
БНЕ_Home: Impact of sedimentology and diagenesis on the petrophysical properties of a tight oolitic carbonate reservoir. The case of the Oolithe Blanche Formation (Bathonian, Paris Basin, France) Yasin Makhloufi a, *, Pierre-Yves Collin b, Françoise Bergerat a, Lisa Casteleyn c, Steven Claes d, Christian David c, Beatriz Menendez c, Fabrice Monna e, Philippe Robion c, Jean-Pierre Sizun f, Rudy Swennen d, Christophe Rigollet g, Marine and Petroleum Geology 48 (2013) 323e340 a b s t r a c t The Oolithe Blanche Formation was studied in three quarries, located at the south-eastern edge of the Paris Basin (France). Heterogeneities in reservoir properties were assessed through a sedimentological, diagenetic and petrophysical study. The relationships between depositional settings, diagenesis and petrophysical properties were analysed using detailed petrographic studies, image analysis, Nano CTscans and petrophysical measurements. The carbonate reservoir pore network is mainly controlled by intraparticle microporosity which ensures the connectivity with interparticle meso- and macroporosity. Early cementation vs. early compaction processes (mainly grain interpenetration) may have considerable influence on fluid-flow properties and parameters such as permeability, acoustic velocities and tortuosity. Better reservoir properties are found when compaction processes begin before cementation. From statistical analyses, e.g. Principal Component Analysis and Linear Discriminant Analysis, a sedimentological/diagenetic and petrophysical model is proposed that is in a good agreement with the geological model developed from field work.
bne: ТЕРЕНТЬЕВ СЕРГЕЙ ЭРИКОВИЧ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ФЛЮИДАМИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ В КАРБОНАТНЫХ ПОСТРОЙКАХ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИ И ГпНа мой вкус работа и познавательная и интересная http://www.ugtu.net/sites/default/files/tekst_dissertacii.pdf
bne: Отзыв на автореферат диссертации Мусихина Артема Дмитриевича: “ЛИТОЛОГИЯ И ПРОГНОЗ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ФАМЕНСКИХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЦЕНТРАЛЬНО-ХОРЕЙВЕРСКОГО УСТУПА” представленной на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук по специальности 25.00.06 - Литология I. Соответствие работы намеченной специальности. В диссертационной работе рассмотрена специфика образования и прогноз зон распространения пород-коллекторов и ФЕС для фаменских нефтегазоносных отложений северо-восточной части Центрально-Хорейверского уступа Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Подобная постановка вполне соответствуют выбранной диссертантом специальности. II. Актуальность проблемы. Работа нацелена на изучение сложных коллекторов в конкретных геологических условиях комплексированием литологических, петрофизических и каротажных методов исследования отложений для последующего использования при построении геологической и гидродинамической моделей, подсчета запасов, оптимизации процесса разработки, в том числе при заложении новых эксплуатационных скважин. III. Научная новизна работы. Научная новизна диссертации обусловлена объемом и разнообразием привлекаемого материала и методических приемов его обработки и интерпретации применительно к конкретному изучаемому объекту. Диссертантом выделено 4 литотипа и изучены закономерности их распределения и взаимосвязи с петротипами (выделяемыми по ФЕС) и с расположением на структуре. IV. Практическая значимость работы предопределяется, в первую очередь, построенными по результатам проведенной диссертантом работы прогнозными картами зон распространения пород-коллекторов и ФЕС для фаменских нефтегазоносных отложений северо-восточной части Центрально-Хорейверского уступа Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Существенно, что число выделяемых литотипов по сравнению с предшествующей диссертацией по этому объекту уменьшилось втрое и стало обозримым. Выявленные закономерности могут быть использованы недропользователями как при моделировании разработки с учетом различия ФЕС в разных зонах, так и при обосновании геолого-разведочных работ. IV. Защищаемые научные положения представляются последовательно выводимыми из проведенной диссертантом работы и количественно подтверждаемыми данными петрофизических измерений и трассерными исследованиями. V. Замечания общего плана: Излагаемые ниже соображения носят характер сугубо субъективных пожеланий автору диссертации со специальных профессиональных позиций петрофизика и каротажника, а не литолога. Как известно, существует обшая проблема межпредметного перевода профессиональных языков, в том числе языков литолога, петрофизика и разработчика. Работа Артема Дмитриевича интересна еще и потому, что задевает эту проблематику. В частности поэтому она вызывает пристальный интерес и внимание представителей смежных областей знания. 1. В диссертации перечисляется обширный привлекаемый диссертантом материал, но отдельные выводы приходится принимать на веру (информативные таблицы почти не представлены). 2. Вышеперечисленное ограничивает возможности использования проведенных автором обобщений другими исследователями и их последующее цитирование. Хочется надеяться, что автор сможет использовать подобные таблицы в дальнейшем творчестве; 3. Расположение осей на связи пористость-проницаемость не отвечает привычным представлениям о направлении связи причина (пористость) – следствие, что усложняет восприятие; 4. В диссертации практически не затронута тема роли размера образцов и степени ее значимости для выводов о ФЕС; 5. Создается впечатление, что сокращение числа литотипов по сравнению с приведенными в диссертации Н.А.Осинцевой частично обусловлено исключением размера пор как параметра, но такого рода деятельность хорошо бы явно обосновывать. 6. Вечная тема различия каверн и проточных каверн в тексте обойдена, а наличие микрокавернозных пород с проницаемостью выше 1000мД на таких глубинах немного шокирует; 7. Выделение петротипов было бы интересно проводить по формальному алгоритму, тем более что такой аппарат имеется; 8. Сходный интерес вызывает вопрос формализации самой сопряженности литотипов и петротипов и ее степени; 9. Не украшает работу то обстоятельство, что библиография фактически не затрагивает западные источники, даже чисто формально. Все приведенные соображения носят сугубо вкусовой характер и вызваны интересом к данному исследованию. VI. Выводы В целом диссертационная работа Мусихина Артема Дмитриевича является научным исследованием, направленным на применение методологии и технологии литолого-фациальных построений с использованием обширного комплекса методов исследования шлифов, керна, а также методов скважинной геофизики и трассерных исследований. Основные положения диссертации Артема Дмитриевича Мусихина отражены в его опубликованных работах и в автореферате, соответствующем содержанию диссертации. Диссертация снабжена обширной библиографией. С учетом изложенного считаю, что рассматриваемая диссертационная работа отвечает требованиям ВАК к диссертациям на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук по специальности 25.00.06, а ее автор Мусихин Артем Дмитриевич заслуживает присуждения искомой ученой степени. Главный петрофизик ЗАО «Пангея» к.т.н. Еникеев Борис Николаевич Подпись Б.Н. Еникеева заверяю ЗАО «ПАНГЕЯ»,127015, Россия, Москва, ул.Большая Новодмитровская, д.12, стр.1 тел (495) 280-38-34, 280-38-35, 280-38-36 факс (495) 280-38-37
БНЕ_Home: "Закон ЕС гласит, что "название продукта должно быть составлено из перечня использованных фруктов, в порядке убывания по их объему, содержащемуся в продукте"."
bne: НК РосНефть - НТЦ Несколько лихо они по карбонатам прошлись По хорошему надо бы ответить (как минимум про сопротивление) Но сама идея о необходимости учета структуры в ту же сторону, что и у меня Причем они явно дошли до неё раньше
полная версия страницы